企业长输油气管道完整性管理规定（试行）.docx

1.总则 1.1.为推进企业长输油气管道完整性管理，健全管道安全风险管控长效机制，进一步提升管道安全管理水平，根据相关法律法规、行业标准规范，制定本规定。 1.2.企业长输油气管道完整性管理工作遵循“预防为主、管控风险、持续改进”和“谁主管、谁负责”的原则，构建安全管理预防机制，促进油气管道全生命周期内安全、可靠运营。 1.3.本规定所称管道完整性管理、高后果区、完整性评价和管道失效，均引自《油气输送管道完整性管理规范》（GB32167-2015，以下简称《规范》）。 1.4.本规定所称“两特两重”，是指特殊时期、特殊地区，重大节日、重大活动。 1.5.本规定所称企业，是指企业所属长输油气管道企业以及拥有长输油气管道的油田、炼化和销售企业。 2.管理职责 2.1.安全监管局是企业长输油气管道完整性管理工作的综合监管部门，负责监督企业做好完整性管理工作。 2.2.事业部（管理部）是业务板块内长输油气管道完整性管理工作的归口管理部门，负责监督管理本板块的企业做好完整性管理工作。 2.3.企业是长输油气管道完整性管理工作的责任主体，负责完整性管理工作的具体执行和落实。 3.管理内容和要求 3.1.基本要求 3.1.1.企业应当根据《规范》和国家能源局发布的《油气输送管道完整性管理体系建设导则》（以下简称《导则》），将管道完整性管理涉及的要素内容与HSSE管理体系有机融合，并在HSSE管理体系框架下开展完整性管理工作。 3.1.2.企业应当建立专业的管道管理机构，明确相应岗位和人员，承担完整性管理职能，结合本企业实际设立必要的技术支撑机构或引入第三方技术服务单位。 3.1.3.企业应每年组织编制完整性管理方案，作为本年度实施完整性管理的指导文件。方案应细化到具体管道。 3.1.4.完整性管理培训应纳入企业培训计划；完整性管理目标指标包括高后果区识别率、风险评价完成率、完整性评价完成率、管道阴极保护率等，应纳入年度绩效考核范畴。 3.1.5.完整性管理核心业务主要包括六步工作循环，即：数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价。其中，效能评价应当同企业HSSE管理审核、绩效评价与考核工作合并进行。 3.2.数据采集与整合 3.2.1.数据采集与整合是掌握管道本体和沿线环境现状、开展完整性管理工作的重要基础，应从设计阶段开始，全过程持续开展。 3.2.2.企业应开展完整性管理信息化工作，建立基于管道数据模型的数据库，完善企业智能化管线管理系统和安全管理信息系统，实现全生命周期数据的管理和有效维护。 3.2.3.数据采集内容包括管道中心线、阴极保护、管道设施、第三方施工、检测维护、基础地理、运行、管道风险和应急管理9大类，具体参见《规范》附录A。 3.2.4.管道试运行前，企业应当与施工单位做好数据移交工作。移交数据要准确、完整，应包括电子数据和纸质数据。其中，电子数据应满足智能化管线管理系统要求。 3.3.高后果区识别与管理 3.3.1.企业应根据《规范》和《导则》，利用地理信息系统和现场勘查等方式开展高后果区识别。识别出的高后果区要实行分级管理，形成高后果区识别统计表，并报安全监管局和所属事业部备案。 3.3.2.在管道建设规划阶段，企业应优化路由选择，尽量避开高后果区。确实无法避绕的，要充分研究论证，经管道项目审批部门审查批准。施工阶段发生线路设计变更的，应重新识别评估高后果区，及时优化设计。试运投产阶段，应对高后果区管段进行重点检查，制定针对性预案，做好安全防护。 3.3.3.在管道运营期，企业应每年开展一次高后果区识别。当管道及周边环境发生变化时，应及时进行识别并更新高后果区信息。更新后的信息应及时报备。 3.3.4.企业应将高后果区作为风险管理的重点区域，制定风险评价计划，落实防控措施和预案，优先开展风险评价、风险消减和维修维护工作。 3.3.5.企业应采取人防、物防、技防等措施，管好高后果区的存量，严控高后果区的增量，主动与地方政府管道保护主管部门建立协调联系机制，及时阻止危及高后果区管段安全的违法违规行为，按要求做好报备工作。 3.3.6.企业应加强高后果区应急管理，完善泄漏事故应急预案，建立企地应急联动机制，按照“一区一案”的要求制定现场处置预案，最大限度控制影响范围。 3.4.管道风险评价 3.4.1.企业应根据《企业生产安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制管理规定》和《规范》有关要求，开展年度风险评价，形成企业风险清单，并报安全监管局和所属事业部备案。 3.4.2.管道设计和施工阶段应进行危害识别和风险评价，优化设计、施工和投产方案；新投产管道应在投产1年内完成风险评价；运营期管道应每年开展1次风险评价。当管道属性及周边环境发生较大变化时，应及时开展风险再评价。建设期管道的风